Калийные буровые растворы (системы KCL/Полимер)

Буровые растворы предназначены для бурения высокоактивных глинистых пород, которые вызывали особенно серьезные осложнения в Северном море. Такие породы ув­лажнены и содержат в своем составе большое количество глинистых минералов групп монтмориллонита и иллита. Благодаря таким свойствам эти породы, взаимодействуя с бу­ровым растворами на водной основе, образуют сальники на долоте и элементах компо­новки низа бурильной колонны. Такого явления можно избежать, вводя калий в буровой раствор.

Ион калия имеет малые размеры и положительный заряд. Он удерживает элемен­тарные чешуйки глины в пакете, не давая им отделяться друг от друга. Анионные поли­электролиты в таких растворах обеспечивают, вторичный уровень ингибирования. Поли­меры присоединяются к краям глинистых частиц, чем уменьшают способность глины к гидратации и диспергированию.

Для поддержания низкой концентрации твердой.фазы в буровом растворе часть его обычно выбрасывают, а оставшийся разбавляют. Пульпу из гидроциклонов, отстойников с наибольшей концентрацией твердой фазы выбрасывают, а для разбавления используют свежий раствор, содержащий повышенные концентрации полимера и KCL. Недостаток ионов калия в растворе проявляет себя в том, что шлам становится мягким и может нали­пать на сетках вибросита.

Полимер-хлоркалиевый раствор примерно в два раза дороже гипсового глинистого раствора и имеет меньшую глиноемкость. Ингибирующая способность хлоркалиевого рас­твора значительно сильнее, чем у гипсового раствора обработанного лигносульфонатами.

Обращенные эмульсионные растворы

В этих растворах дисперсионной средой служит органическая жидкость, а водная фаза в виде капель размером менее 1 мкм образует дисперсионную фазу.

В качестве дисперсионной среды таких растворов в настоящее время используют малотоксичные нефтепродукты. Тем не менее, обращенные эмульсионные растворы счи­таются экологически небезопасными. Малотоксичные нефтепродукты содержат меньше серы и ароматических углеводородов, что может затруднить начальное приготовление раствора. Однако эти малотоксичные нефтепродукты с пониженной вязкостью предпочти­тельнее в растворах с высокой плотностью и в условиях высоких забойных температур.

Водная фаза действует по принципу «сбалансированной активности» подобно вод­ной фазе минерализованных глинистых растворов. Осмотический потенциал водной фазы эмульсии делают равным осмотическому потенциалу воды, присутствующей в порах по­роды. Разница в «активности» водной фазы и поровой жидкости может привести либо к осмотическому увлажнению глин, либо к их дегидратации. В последнем случае глины ста­новятся хрупкими и осыпаются, образуя каверны. Поскольку влажность глинистых пород уменьшается с глубиной, концентрацию солей в водной фазе эмульсии обычно повышают для того, чтобы осмотический потенциал водной фазы соответствовал осмотическому по­тенциалу порового раствора в глинах.

В обращенных эмульсионных растворах обычно используют два эмульгатора:

· Основной эмульгатор, стабилизирующий эмульсию

· Вспомогательный эмульгатор, гидрофобизирующий поверхность частиц выбурен­ной породы

В буровых раствора на нефтяной основе водная фаза ведет себя как твердая фаза в растворах на водной основе. Увеличение концентрации водной фазы повышает пластиче­скую вязкость. Глобулы водной фазы действует также, как понизитель фильтратоотдачи.

Чтобы достичь оптимального баланса между фильтратоотдачей, вязкостью и ста­бильностью обращенного эмульсионного раствора, необходимо подобрать определенное соотношение между содержанием водной и неводной фаз в эмульсии. Повышенное содер­жание водной фазы необходимо в случае агрессии H₂S или СО₂. Концентрация эмульгато­ров в системе должна быть достаточной для эмульгирования посторонней воды, попадаю­щей в раствор, и гидрофобизации обломков выбуренной породы.

При определенных обстоятельствах повышенная растворимость газа в углеводо­родной дисперсионной среде таких растворов может затруднить обнаружение газопрояв­лений. Растворимость газа сильно зависит от температуры и давления и попадания газа в раствор является серьезной проблемой в глубоких скважинах с аномально высокими пла­стовыми давлениями. По этой причине необходимо регулярно проверять расход бурового раствора, выходящего из скважины. Контроль следует вести при подъеме бурильной ко­лонны. Весьма вероятно, что произошло газопроявление, и попавший в раствор газ может быстро расшириться вблизи поверхности после того, как он перейдет из растворенного в свободное состояние.

Чтобы уменьшить потери раствора на нефтяной основе и вред, наносимый им ок­ружающей среде, необходимо модифицировать буровую: установить обратный клапан на ведущей трубе, приспособление для снятия пленки раствора с наружное поверхности бу­рильных труб, устроить стойки и поддоны для пролитого раствора. (Рис. 1-8)

ПРОМЫВОЧНЫЕ СИСТЕМЫ

Рисунок 1-8. Матрица циркуляционных систем